Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1987
Источник информации: Передано на Ардалинское мест-ие в 2023г.
Метод открытия:
Площадь: 21.66 км²
Восточно-Колвинское нефтяное месторождение
Восточно-Колвинское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономный округ Архангельской области в восточной части Большеземельской тундры и входит в состав Ардалинской группы месторождений (рис.1). Месторождение открыто в 1987 г. параметрической скв. 50, в которой был получен приток нефти из верхнефранских и нижнефаменских отложений верхнего девона.
Ближайший населенный пункт – п. Харьяга, расположенный в 27 км к юго-западу от месторождения, а железнодорожная станция в 130 км к юго-западу в г. Усинске. Речной и морской порты находятся в 175 км к западу в административном центре округа в г. Нарьян-Маре.
Месторождение расположено за Полярным кругом в типичной для тундры сильно заболоченной ландшафтной зоне субарктического пояса, представляющей собой моренную равнину, расчлененную долинами рек с крутыми обрывистыми, реже низкими болотистыми берегами. В районе месторождения протекает река Колва с притоками Кывтан и Кывтанвис.
Рис. 1. Обзорная карта лицензионной территория ООО «КПС»
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В пределах рассматриваемой территории лицензионного участка «Компании Полярное Сияние» литолого-стратиграфическая характеристика разреза изучена глубокими скважинами вплоть до силурийских отложений включительно. Максимальная вскрытая толщина отложений осадочного чехла на месторождении составляет 4256 м (скважина 52ВК) и представлена отложениями палеозоя и мезозоя. Для характеристики вскрытого разреза также использованы данные по скважинам соседнего Ардалинского месторождения.
Нижний палеозой – PZ1
Силурийская система S
В пределах изучаемой территории глубоким бурением нижнепалеозойские отложения встречены в объеме джагальского и филиппьельского горизонтов лландоверийского яруса нижнего силура. Отложения венлокского яруса и всего верхнего силура на площади работ отсутствуют.
Джагальский горизонт (S1dz) представлен преимущественно доломитами серыми с оттенками от светлых до бурых тонов мелко и скрытокристаллическими, крепкими, плотными, окремнелыми, с примесью тонкодисперсного глинисто-карбонатного материала. Участками выделяются прослои мелкозернистых перекристаллизованных разностей с вторичными порами выщелачивания по зонам перекристаллизации. Текстура пород тонкослоистая, пятнистая. Присутствуют вкрапления пирита, гидроокислов железа, детрита остракод, водорослей и, редко, брахиопод. Наблюдаются стилолитовые швы и трещины. Трещины выполнены темно-серным до черного углисто-глинистым материалом и кальцитом. Максимальная вскрытая толщина горизонта составляет 182 м (скв. 52ВК).
Филиппьельский горизонт (S1fl) согласно залегает на нижележащих отложениях и представлен сероцветными доломитизированными известняками, крепкими, плотными, мелкокристаллическими, трещиноватыми и доломитами в различной степени известковистыми, темно-серыми с коричневым оттенком, плотными, массивными. Доломиты и доломитизация более характерна для нижней части горизонта. Вскрытая толщина горизонта изменяется от 44 м в скв. 61-Дюсушевская до более 191 м в скв. 42-Ошкотынская, увеличиваясь в северо-восточном направлении по мере удаления от Сандивейского палеосвода. К кровле размытых отложений силурийского возраста приурочен отражающий горизонт III-IV, изменяющий свою стратиграфическую привязку в зависимости от глубины размыва.
Верхний палеозой – PZ2
В составе отложений верхнего палеозоя месторождения принимают участие породы девонского, каменноугольного и пермского возрастов.
Девонская система – D
В пределах изучаемой территории глубоким бурением вскрыты отложения верхнедевонского возраста.
Верхний девон – D3
Верхнедевонские отложения залегают с размывом на нижележащих и представлены в объеме франского и фаменского ярусов.
Франский ярус – D3f
На основании результатов микрофаунистических, палинологических исследований керна и шлама, а также по сопоставлению разрезов скважин, в разрезе франского яруса выделены отложения нижнего среднего и верхнего подъярусов (коми, российский и донской надгоризонты, соответственно).
Нижнефранский подъярус – D3f1
На рассматриваемой территории в разрезе подьяруса достоверно выделен только тиманский горизонт. Отложения яранского и джьерского горизонтов отсутствуют и на размытой поверхности силурийских отложений залегают породы тиманского горизонта.
Тиманский горизонт – D3t выделен ТПО НИЦ только в скв. 46 и 45 Западно-Ошкотынские в интервалах 4031-4049 м и 4034-4054 м, соответственно. В остальных скважинах он отсутствует (размыт). Фаунистическая обоснованность выделения тиманских пород нам не известна. Породы тиманского горизонта отвечают ранее выделявшейся карбонатно-терригенной пачке нижнефранского подьяруса. Литологически тиманские породы представлены переслаиванием аргиллитов серо-зеленых и серых, тонкослоистых со скорлуповатой отдельностью, мергелей темно-серых, микро- и тонкорасслоеных с редкими маломощными прослоями известняков темно-серых, тонкокристаллических, глинистых. Карбонатность увеличивается вверх по разрезу и на диаграммах ГК разрез отложений выделяется как типичный регрессивный цикл.
Максимальная толщина встреченных тиманских отложений в скв. 45 составляет 20м.
Среднефранский подъярус – D3f2
Отложения среднефранского подьяруса на исследуемой площади выделены в объеме саргаевского и доманикового горизонтов и cо значительным угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нижележащих породах.
Саргаевский горизонт (D3sr) выделен во всех скважинах, вскрывших разрез силурийских отложений и представлен толщей тонкого переслаивания серых глинистых известняков и аргиллитов серых и темно-серых и зеленовато-серых, известковистых. Известковые разности преобладают в верхней части разреза. В целом толща хорошо выделяется по материалам ГИС резким повышением радиоактивности, снижением сопротивления пород, увеличением диаметра скважин и падением интервального времени. Установленная в скважинах толщина саргаевских отложений изменяется от 4-х до 99 м, закономерно уменьшаясь в сторону Сандивейского палеоподнятия. Наименьшие толщины отложений встречены в скважинах Дюсушевской площади.
Доманиковый горизонт (D3dm). Отложения доманикового горизонта вскрыты скважинами в двух фациальных типах – собственно доманик в классическом его выражении (депрессионные фации) и его шельфовый аналог.
Литологически депрессионный тип доманиковых отложений представлен известняками битуминозными, темно-серыми до черных, плитчатыми и рассланцованными, местами пиритизированными. Депрессионный тип разреза вскрыт скважинами в пределах Дюсушевской и Восточно–Колвинской площадей и в скв. 46-Зап. Ошкотынская.
Шельфовый тип разреза доманикового горизонта вскрыт скважинами на Ардалинской (скв. 45), Ошкотынской и Центрально-Хорейверской площадях, где он представлен переслаиванием известняков и доломитов с многочисленной фауной, с включениями ангидрита. Известняки от светло- до темно-серых, плотные, крепкие, органогенно-детритовые, массивные, средне- и мелкокристаллические, кавернозные. Доломиты темно-коричневые до бурых, скрытокристаллические, кавернозные с включениями ангидрита.
Толщина отложений доманика составляет от 7 до 40 м, причем меньшие значения толщин тяготеют к разрезам депрессионного типа. С подошвой отложений доманика связан опорный отражающий горизонт IIIdm, устойчивое прослеживание которого возможно только в зонах достаточной (свыше 10-15 м) толщины подстилающих отложений.
Верхнефранский подъярус и фаменский ярус D3f3 – D3fm
Отложения верхнефранского подъяруса и фаменского яруса сложены неоднородной по литологическому составу толщей пород и образуют на рассматриваемой территории сложный биогермный комплекс, характеризующийся полифациальностью.
Ветласянский горизонт (D3vt) залегает в основании биогермного комплекса и в нижней части представлен переслаиванием известняков темно-серых, глинистых, плотных, мелкокристаллических и аргиллитов темно-серых плотных известковистых.
Верхняя часть разреза горизонта выполнена аргиллитами, аналогичными вышеописанным. Толщина глинистых отложений горизонта изменяется от 36 до 175 м и постепенно уменьшается в юго-восточном и восточном направлении.
К кровле глинистых отложений горизонта приурочен отражающий горизонт D3vtl.
Карбонатная толща верхнефранского подъяруса и фаменского яруса
Фаунистически доказано, что нерасчлененные отложения карбонатной толщи включают отложения от сирачойского горизонта до джебольского надгоризонта и представлены известняками в разной степени глинистыми, известняками доломитизированными и доломитами в зависимости от фациального типа отложений.
Сирачойская часть рареза прендставлена преимущественно доломитами, серыми и коричневато – серыми, неравномерно – зернистыми и перекристаллизованными, органогенно – обломочными и органогенными, стилоллитизированными и трещиноватыми, кавернозно – пористыми, с включениями белого ангидрита. Трещины, как правило, залечены белым кальцитом.
В Ардалинско-Дюсушевской и Центрально-Хорейверской зонах, верхнефранские отложения представлены единой рифогенной карбонатной толщей, разделить которую на горизонты не предоставляется возможным.
К концу сирачойского времени, в связи с продолжавшейся регрессией морского бассейна роста органогенной постройки прекратился, ее верхняя часть оказалась в зоне перерыва, что способствовало формированию зон выщелачивания и образованию высокоемких пород коллекторов.
В сирачойское время на пониженных участках палеорельефа, соответствующих так называемым «зонам промыва» вероятнее всего формировались маломощные осадки депрессионного типа, о толщине и составе которых можно судить только по материалам сейсморазведки, поскольку ни одна из скважин не вскрыла эту часть разреза в межструктурных зонах. Толщина рассматриваемой карбонатной толщи изменяется от 650 до 750 м.
Евлановско – ливенский горизонт (D3ev-lv) сформировался на этапе новой трансгрессии, которая в первую очередь охватила пониженные участки палеорельефа, в результате чего, на межструктурных участках расположенных между сирачойскими органогенными постройками сформировалась мощная толща выполнения, с характерными повышенными значениями ПС и ГК, невысокими показаниями КС и увеличенными диаметрами стволов скважин.
Если в сводовых частях поднятий над органогенными постройками толщина евлановско - ливенских отложений в объеме базальной глинистой части одного цикла составляет порядка 100 м, то в межструктурных зонах наблюдается увеличение циклостратиграфического объема и толщины комплекса до 400 м., что указывает на конседиментационную тектоническую разблокированность территории. В то время, когда на опущенных тектонических блоках началась евлано – ливенская седиментация сводовые части поднятий еще долгое время пребывали в гипергенной зоне и только на заключительном этапе ливенского времини попали в зону седиментогенеза.
Евлано - ливенская толща выполнения керном охарактеризована на Восточно-Колвинской, Дюсушевской и Среднехарьягинской площадях, по описаниям которого представлена тонким переслаиванием аргиллитов, алевролитов с редкими прослоями известняков и мергелей.
Алевролиты крупнозернистые, песчанистые (20-30 %) хорошо отсортированные, иногда ожелезненные, горизонтально-волнисто-линзовидно- и неяснослоистые за счет обусловленная неравномерным распределением псаммоалевритового материала. В составе обломочной части преобладают кварц (75-85 %), полевые шпаты (КПШ), мусковит, биотит, нередко ожелезненный. В виде единичных обломков присутствуют хлориты, базальты.
Аргиллиты сероцветные, иногда с зеленоватым оттенком, известковистые, массивные, некрепкие, с включениями пирита и зеркалами скольжения.
Известняки микро-тонкозернистые, алевритовые (25-30 %), глинистые (более 5 %), сильно доломитизированные, перекристаллизованные, с фаунистическими остатками (20-30 %) и известняки сгустково-комковатые, перекристаллизованные.
Фаменский ярус– D3fm.
Граница между верхнефранским подъярусом и фаменским ярусом фаунистически не обоснована, и проведена в кровле глинистой пачки евлано-ливенского возраста.
Задонско-елецкий горизонт (D3zd-el) представлен неоднородными полифациальными рифогенными отложениями, включающими известняки светлоокрашенные, строматопоро–водорослевые, массивные, кавернозно – поровые с кавернами до трех см, трещиноватые с размером зияющих трещин до 3-х мм, с включениями кальцита по трещинам и ангидрита. Собственно рифогенные (биогермно-водорослевые) типы разрезов представлены водорослевыми образованиями с остатками фауны фораминифер, строматопор, эпифитонами и т.д. (рис.2).
Верхняя часть рифовых массивов сложена преимущественно водорослевыми известняками. Средняя часть массивов (30-50 м) почти нацело доломитизирована, а нижняя, представлена слабо доломитизированными биогермно-водорослевыми известняками. Межбиогермные образования представлены чередованием органогенно-водорослевых, органогенно-обломочных и пелитоморфных известняков и доломитов с прослоями мергелей и аргиллитов, а межрифовые разрезы сложены относительно глубоководными фациями, с преобладанием слоистых пелитоморфных темноцветных пород.
На Восточно-Колвинском участке к кровле рифогенных отложений фамена приурочен отражающий горизонт ОГ DF2, а ОГ DF4 не прослеживается.
Рифогенные образования перекрыты толщей облекания, представленной комковато-сгустковыми водорослевыми известняками с нарастающей вверх по разрезу глинистостью, в составе которой выделены пласты DF5 - DF6. Основным репером является карбонатно – глинистый пласт DF6, выше которого выделяется достаточно мощная пачка относительно чистых и плотных известняков. В восточном направлении глинистость разреза уменьшается, происходит постепенная карбонатизация пласта и уже на Ошкотынской площади пласт DF6 содержит прослои коллекторов.
В пределах комплекса выделяется ряд отражающих горизонтов локального и регионального уровня, наиболее протяженными из которых являются отражающие горизонты, приуроченные к пласту DF6 и кровле верхнедевонских отложений.
Каменноугольная система – С
В составе каменноугольной системы на площади работ выделены отложения всех трех отделов.
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения со стратиграфическим несогласием перекрывают на фаменские и включают визейский и серпуховский яруса.
Рис. 2. Схема размещения и типы
органогенных построек
Визейский ярус – C1v
Визейские отложения выделены в объеме терригенного яснополянского и карбонатного окского надгоризонтов и со значительным стратиграфическим перерывом залегают на породах фаменского яруса.
Яснополянская терригенная толща (C1jsp) представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов с редкими маломощными прослоями песчаников, мергелей и глинистых известняков и является реперной пачкой терригенных пород над толщей фамена. Общая толщина терригенных отложений яснополянской толщи изменяется от 26 до 12 м, уменьшаясь на юг и восток.
Окская карбонатная толща (C1ok) выполнена цикличным переслаиванием известняков в разной степени глинистых, редких прослоев доломитов, мергелей и маломощных прослоев аргиллитов. По материалам ГИС можно выделить не менее 5-ти циклитов, разделенных между собой реперными пачками глинистых известняков (RP1-RP3). В кровле окских отложений залегает пласт глинистых известняков и мергелей, отчетливо выделяющийся на диаграммах радиоактивного каротажа.
Серпуховский ярус – С1s
В составе серпуховского яруса прослеживаются нерасчлененные тарусский+стешевский и протвинский горизонты.
Тарусско+стешевский горизонты (С1tr+st) в нижней части представлены известково-доломитовой толщей, а в верхней части регионально выдержанной доломито-ангидритовой толщей. Ангидриты белые, серые и голубовато-серые, местами сахаровидные, трещиноватые. Доломиты серые с буроватым оттенком и буровато-серые, тонкозернистые, участками пористые и кавернозные. Известняки серые и светло-серые, мелко-тонкозернистые, неравномерно доломитизированные. Толщина тарусско-стешевских отложений – 160-116 м. К кровле ангидритов приурочен опорный отражающий горизонт IIs.
Протвинский горизонт (С1pr) сложен известняками светло-серыми и серыми, органогенно-детритовыми, прослоями пористыми, выщелоченными и кавернозными, прослоями глинистыми и доломитизированными. Толщина разреза изменяется в пределах 100 м.
Общая толщина нижнекаменноугольных отложений составляет – 313-440 м.
Средний отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения представлены нерасчлененными образованиями башкирского и московского ярусов. Нижняя часть разреза сложена известняками светло-серыми, плотными, крепкими, массивными, нарушенными трещинами, заполненными глинистым материалом.
Средняя и верхняя части разреза представлены переслаиванием известняков с включениями и гнездами белых ангидритов, участками окремнелых, глинистых темных известняков и тонких прослоев аргиллитов и мергелей. Для верхней части характерно уменьшение количества прослоев глинистых разностей.
Кровля среднего отдела проводится по подошве пачки массивных биогермных известняковверхнего отдела карбона. Толщина отложений изменяется от 70 до 95 м.
Верхний отдел – С3
В нижней части верхнекаменноугольный разрез представлен известняками серыми и коричневато-серыми, перекристаллизованными, плотными, неслоистыми, от мелко-крупнодетритовых до органногенно-обломочных, с криноидеями, мшанками, брахиоподами, фораминиферами (биогермными). В средней части - наблюдается переслаивание биогермных известняков с маломощными прослоями известняков глинистых и тонкими прослоями аргиллитов. Верхняя часть - представлена известняками серыми и коричневато-серыми, местами окремненными, плотными, крепкими, от средне- до тонкокристаллических, со стиллолитовыми швами и единичными прослоями темных аргиллитов. Верхняя граница отдела проводится в кровле высокоомного карбонатного пласта, по смене верхнекаменноугольных фораминифер на ассельские. Толщина отложений изменяется от 34 до 68 м за счет преимущественно нижней части разреза.
Пермская система – Р
Верхняя граница отложений пермской системы проводится в подошве базального конгломератовидного пласта песчаников Т1cb с эпидот-цеозитовой ассоциацией минералов, выше которых в глинах определен нижнетриасовый спорово-пыльцевой комплекс.
Пермская система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов.
Нижний отдел Р1
В составе нижнего отдела выделяются карбонатные ассельские+сакмарские и глинисто-алевритово-карбонатные артинские отложения, перекрываемые терригенными отложениями кунгурского яруса.
Ассельский+сакмарский ярусы – Р1a+s
Верхняя граница проводится в подошве смешанных глинисто-алевритово-карбонатных пород, которые характеризуются пониженными значениями кажущихся сопротивлений и являются региональным репером для большей части Тимано-Печорской провинции. Породы представлены известняками серыми и светло-серыми органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными, водорослевыми, иногда водорослево-фораминиферовыми, с прослоями глинистых пород в верхней части разреза. Толщина ассельских+сакмарских отложений изменяется от 46 м до 17 м. С кровлей нерасчлененных ассель-сакмарских известняков связан отражающий горизонт Ia+s.
Артинский ярус – Р1ar
Верхняя граница артинских отложений на каротажных диаграммах уверенно проводится в подошве низкоомных терригенно-карбонатных пород кунгурского яруса. Артинские отложения имеют трехчленное строение, и в их подошве залегает достаточно мощный пласт аргиллитов, выделяемый на материалах ГИС каверной и повышенными значениями ГК. Средняя часть разреза представлена мергелистой толщей, а верхняя характеризуется практически повсеместным окремнением и представлена темно-серыми силлицитами. Толщина отложений яруса изменяется от 25 м до 60 м.
Кунгурский ярус – Р1kg
Отложения кунгурского яруса завершают морской этап осадконакопления и в их составе уверенно можно выделяются несколько крупных регрессивных циклов, характеризующих этапы постепенного обмеления бассейна.
В подошвенной части кунгура залегает глинисто-карбонатная толща, представленная известковыми и известковистыми аргиллитами и мергелями, серыми и темно-серыми, известная ранее как кармановская свита, толщина которой составляет 60 - 70 м. Выше залегает маломощная пачка менее известковистых пород, толщина которых закономерно уменьшается в восточном направлении.
Известковистую часть разреза перекрывают типично терригенные регрессивные циклы, в основании которых залегают аргиллиты (глины), вверх по разрезу постепенно сменяющиеся алевролитами и песчаниками. Песчаники отражают прибрежно-морской тип седиментации с характерными системами баров, дельт и промоин приливно-отливных течений.
Верхняя граница кунгурских осадков проводится в кровле пласта песчаника, выше которого залегает прибрежно-морская и субконтинентальная толща, характеризующаяся неравномерным переслаиванием терригенных пород, приводящим к интенсивному кавернообразованию, падению скоростей и повышению радиоактивности по данным ГИС.
В отложениях кунгурского яруса выделяется опорный горизонт Ik, приуроченный к его верхней части, а также ряд дополнительных горизонтов, связанных с кровлей каждого из циклитов.
Верхний отдел Р2
Верхнепермские отложения представлены нерасчлененной толщей уфимского, казанского и татарского ярусов, сложенной переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов с редкими маломощными прослоями углей и известняков. Детальная корреляция разрезов скважин весьма затруднительна, а реперные пачки глин и песчаников прослеживаются только локально.
Песчаники, как правило, серые с различными оттенками, от тонко- до мелко-среднезернистых, полимиктовые, с глинисто-кальцитовым и каолинит-кальцитовым цементом, каолинитизированные, различной степени крепкие и плотные, с растительным детритом по плоскостям напластования, с неясной горизонтальной и полого-волнистой слоистостью под углом 3-5°. По данным каротажа песчаники имеют в основном аллювиальный генезис с уменьшением зернистости материала к кровле пластов.
Алевролиты от серых до темно-серых, полимиктовые, участками песчанистые, глинистые, плотные тонко горизонтально слоистые с примесью тонкозернистого пирита и углисто-глинистого материала по напластованию.
Аргиллиты темно-серые и серые, неравномерно алевритистые, слюдистые, прослоями тонкоотмученные, с примесью углистого материала, сидеритизированные.
Редкие маломощные прослои карбонатных пород представлены известняками серыми, тонкозернистыми, глинистыми и алевритовыми. По известнякам и аргиллитам наблюдаются зеркала скольжения под углом до 45°, вертикальные трещины, выполненные либо кальцитом, либо глинисто-сидеритовой породой. Последнее обстоятельство может свидетельствовать о тектонической нарушенности верхнепермских отложений. Толщина отложений всей пермской системы изменяются от 840 до 650 м.
Мезозойская группа – Mz
На площади района работ мезозойские отложения с размывом залегают на нижележащих верхнепермских породах и представлены триасовой, юрской и меловой системами.
Триасовая система – Т
Согласно местной стратиграфической схеме для платформенных районов Тимано-Печорской провинции, утвержденной МСК, в разрезе триасовой системы выделяются чаркабожская свита (нижний триас), шапкинская серия (нижний+средний триас) в составе ангуранской и харалейской свит и нарьянмарская свита (верхний триас).
Верхняя граница системы проводится в подошве относительно высокоомной толщи кварцевых песков нижне-среднеюрского возраста.
Чаркабожская свита - T1cb
Верхняя граница уверенно проводится в подошве высокоомного пласта песчаника шапкинской серии, являющегося надежным репером в платформенной части Тимано-Печорской провинции.
В основании свиты залегает базальный пласт песчаников светло-зеленых, полимиктовых, слюдистых, разнозернистых, пористых, прослоями конгломератовидных за счет обилия разноокрашенных уплощенных окатышей глин с хлорит-каолинитовым цементом. Прослоями песчаник розоватый с кальцитовым цементом.
Вышележащий разрез чаркабожской свиты сложен мощной толщей глин, песчаников и алевролитов.
В целом в разрезе чаркабожской свиты кроме базального пласта (Т1-1) прослеживается еще до 12 пластов песчаников, разделенных прослоями шоколадно-коричневых глин, четко группирующихся в четыре пачки, площадь развития которых ограничена глинистыми разделами. Морфология пограничных зон весьма характерна для эрозионных врезов палеорусел.
Шапкинская серия (T2hr+T2an)
Верхняя граница проводится по появлению серо-цветных глин с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом.
В подошве свиты, характеризующейся повышенными значениями КС, преобладает базальный песчаник зеленовато-серый, полимиктовый, мелко-среднезернистый, слюдистый. Выше доминирует глина красновато-коричневая, участками с зеленовато-серыми пятнами. В средней части серии преобладают песчаники мелко-среднезернистые с прослоями серых глин с горизонтальной слоистостью. Выше разрез сложен пестроцветными глинами с конкрециями пирита и железистыми бобовинами.
Положение верхней границы серии и границ разделов между свитами по данным каротажа является достаточно спорными и требуют тщательного изучения.
Правомочность данного утверждения основывается на совершенно незакономерном изменении толщин отложений в рамках выделенных границ, как в пределах отдельных площадей, так и всего региона в целом. Толщина серии 150-320 м.
Нарьянмарская свита – T3nm
Разрез сложен преимущественно серо-цветными глинами с верхнетриасовым спорово-пыльцевым комплексом, с мощными (до 25 м) пластами алевролитов и песчаников. Кровля свиты отбивается уверенно по каротажу в основании преимущественно песчаной толщи юрского возраста. Толщина свиты 300-460 м.
Юрская система – J
На площади месторождения юрская система представлена отложениями среднего и верхнего отделов. Толщина осадков составляет 370-400 м. Нижнеюрские отложения уверенно не выделены и, по всей видимости, отсутствуют.
Средний отдел
Среднеюрские отложения в объеме сысольской свиты и келловейского яруса представлены преимущественно песками светло-серыми до белых, кварцевыми, слюдистыми, с примесью каолинита, с маломощными прослоями глин и слабосцементированных песчаников. Толщина толщи составляет 220-250 м, характеризуется повышенными значениями КС и отрицательными значениями на кривой ПС.
Верхний отдел – J3
Отложения верхнего отдела в нижней части разреза представлены алевролитами и глинами с конкрециями пирита, пелециподами и белемнитами. Вышележащий разрез сложен преимущественно темно-серыми алевритистыми и известковистыми глинами, плитчатыми мергелями и алевролитами. Толщина верхнеюрских отложений 150-170 м.
Меловая система – К
Система представлена в объеме нижнего отдела. Разрез сложен алевролитами зеленовато-серыми, глауконитовыми, глинами темно-серыми до черных, глауконитовыми песками светло-серыми. Толщина толщи 205-260 м.
Четвертичная система – Q
Разрез толщиной 150-220 м представлен суглинками серыми, темно-серыми, с галькой и гравием кремня, кварцита, известняка и песками светло-серыми.
Нефтегазоносность Хорейверской нефтегазоносной области
Территория Восточно-Колвинского месторождения входит в состав Колвависовского нефтегазоносного района (НГР) Хорейверской НГО, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Промышленная нефтегазоносность разреза установлена в широком стратиграфическом диапазоне и включает отложения девяти нефтегазоносных комплексов:
нижне-среднеордовикский терригенный потенциально нефтегазоносный комплекс;
среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный;
среднедевонско - франский терригенный;
доманиково-турнейский карбонатный;
нижне-средневизейский терригенный;
средневизейско-нижнепермский карбонатный;
нижнепермский галогенно-карбонатно-терригенный;
верхнепермский терригенный;
триасовый терригенный.
Промышленная нефтеносность в районе месторождения установлена в среднеордовикско-нижнедевонском и доманиково-турнейском карбонатных комплексах.
Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
Отложения комплекса распространены на территории Хорейверской впадины повсеместно и включают карбонатные образования среднего - верхнего ордовика, нижнего и верхнего силура и нижнего девона. На исследуемой территории отложения верхнего силура и нижнего девона выпадают из разреза и в составе НГК присутствуют только отложения верхнего ордовика и нижнего силура. Сокращение стратиграфической полноты разреза комплекса произошло либо в результате размыва отложений, либо за счет не отложения осадков, происходивших на фоне воздымания Большеземельского свода на рубеже нижнего и среднего девона.
Ордовикские отложения представлены маломакарихинской, баганской (доломитовая пачка), мукерской (сульфатно-доломитовая пачка), хорейверской (терригенно-сульфатно-карбонатная пачка) и салюкинской (доломитовая пачка) свитами.
Продуктивность верхнеордовикских карбонатных отложений доказана только на юге Колвависовского НГР, на Среднемакарихинском и Северо-Мастеръельском месторождениях и связана с коллекторами порово-каверново-трещинного типа с пористостью 10-12%, представленными вторичными доломитами.
На Среднемакарихинском месторождении выявлена пластовая сводовая тектонически - экранированная залежь нефти в трещинных, для которых Кп приподсчете запасов принят на уровне 0,028. Дебиты нефти изменяются от 2,3 т/сут ППУ в скв. 13 до 42,2 т/сут через 9 мм штуцер в скв. 8. Залежь отличается АВПД. Пластовое давление на глубине 4440 м равно 61,57 МПа. Флюидоупором для карбонатов баганской свиты служат сульфатно-карбонатные породы мукерской свиты.
На Северо-Мастеръельском месторождении скважиной 7 в отложениях верхнего ордовика выявлены две залежи в баганской и мукерской свитах. При опробовании доломитовой пачки баганской свиты (инт. 4982-5001,8 м) получен приток нефти дебитом 4,1 м3/сут. по подъему уровня. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 4865-4868 м был получен приток пластовой воды с нефтью дебитом 72 м3/сут (нефти 13,8%).
При испытании интервала 4832-4852 м на штуцер 6 мм также получен приток нефти с пластовой водой дебитом 8 м3/сут. (нефти 70%).
По данным ГИС пористость коллекторов достигает 8%. Нефть легкая (0,850 г/см3), парафинистая. Покрышкой для залежи в отложениях мукерской свиты служат сульфатно-терригенно-карбонатные породы хорейверской свиты. Залежи на балансе не состоят.
Притоки пластовой воды при опробовании карбонатных отложений верхнего ордовика были получены на Яракутской (мукерская свита), Хорейверской (баганская свита), Восточно-Харьягинской (хорейверская свита) площадях. На большинстве площадей (Восточно-Возейская, Среднеколвинская, Ладская, Сев.-Хаяхинская, Восточно-Яракутавожская, а также в пределах Сандивейской и Веякской групп поднятий) коллекторы в разрезе мукерской и баганской свит отсутствуют и при их испытании притоков не получено.
Отложения салюкинской свиты, завершающие разрез верхнего ордовика, содержат коллекторы с пористостью до 10-15%, из которых притоки пластовой воды были получены в скважинах 1-Зап. Веякская, 90 и 91-Сандивейская, 1-Хорейверская.
Залежи нефти в верхнем ордовике прогнозируются только в составе баганской и мукерской свит, коллекторы которых обладают невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, что наряду с большими глубинами залегания отложений (более 4 км) не позволяет высоко оценивать перспективы комплекса.
Основным перспективным объектом среднеордовикско-нижнедевонского НГК в центральной и восточной части Хорейверской впадины являются отложения макарихинской, сандивейской и веякской свит нижнего силура, продуктивность которых доказана на Верхневозейском, Шорсандивейском, Бадьюском, Рогозинском, Восточно-Возейском, Западно-Хатаяхском месторождениях и непосредственно на Восточно-Колвинском месторождении.
На Верхневозейском месторождении фонтанные притоки нефти дебитом до 133,4 м3/сут через 9-мм штуцер (скв. 202) были получены из доломитов макарихинской свиты. На Яромусюршорском (скв. 85), Восточно-Возейюском (скв. 2), Восточно-Колвинском (скв. 52), Сандивейском и Верхневозейском месторождениях нефть из была получены доломитов сандивейской свиты. Нефти легкие и средние (0,815-0,836 г/см3), малосмолистые (до 6%), парафинистые (4,5-7,6%).
Нефтеносность карбонатов веякской свиты (венлокский ярус) доказана на Верхневозейском, Баганском, Зап.-Веякском, Западно-Хатаяхском, Восточно-Колвинском и других месторождениях. Дебиты нефти, как правило, не очень высокие - до 10-20 м3/сут. Нефти плотностью 0,833-0,85 г/см3, малосмолистые, парафинистые (1,2-4,8%).
Коллекторы нижнего силура представлены вторичными доломитами с трещинно-поровым, и каверново-поровым типом пустотного пространства с пористостью от 15-24% и проницаемостью до 700 мД (Верхневозейское месторождение).
Региональным флюидоупором для залежей в нижнем силуре являются тиманско-саргаевские глинистые отложения, обладающие высокими экранирующими свойствами.
В 1986 году открыта залежь нефти в карбонатных отложениях веякской и сандивейской свит, залегающих под тиманской покрышкой на Шорсандивейской площади. При испытании в колонне поисковой скв. 70 из инт. 3618-3686 м (а.о. -3486-3503 м) получен приток безводной нефти дебитом 2,4 м3/сут. Залежь массивная высотой 34 м приурочена к антиклинальной ловушке меридионального простирания. ВНК -3508 м. (см. прил. 8, 10).
Пласты – коллекторы представлены буровато-серыми доломитами с прослоями темно-серых известняков с трещинно – каверно – поровым типом пустотного пространства. Эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 7,2 м, а Кп 0,12.
Начальные пластовые температура и давление, замеренные на глубине 3622 м, составляют 90°С и 35,9 МПа. В пластовых условиях нефть маловязкая – 0,65 мПа.с, плотностью 0,696 т/м3 и с газовым фактором 185 м3/т, определенным по результатам дифференциального разгазирования.
В поверхностных условиях нефть легкая, плотностью 0,845 т/м3, маловязкая (7,10 мм2/с при 20°С), сернистая (0,60%), смолистая (5,63%), парафинистая (2,98%) и асфальтенистая (1,17%).
Попутный газ, абсолютной плотностью 1,199 кг/м3 высокожирный (Кж=82), высокоэтановый (17,129%), низкоуглеродный (0,9%), с низким содержанием азота (4,67%). Сероводород в газе отсутствует.
Продуктивность силурийских отложений Восточно-Колвинского месторождения установлена в 1988 г., скважиной 52ВК, в которой из средней части филиппьельского горизонта из интервалов 4045 - 4048 и 4054 - 4057 м на среднединамическом уровне 1551 м получен приток нефти дебитом 19,8 м3/сут. Нефть легкая, с плотностью в поверхностных условиях 831,2 кг/м3, в пластовых условиях – 765,3 кг/м3. Газосодержание в нефти – 119,1 м3/т при давлении насыщения 7,6 МПа, кинематическая вязкость при 20°С – 6,47 мм2/с, вязкость нефти в пластовых условиях – 0,55 мПа*с. По компонентному составу нефть малосмолистая – 3,67% вес, высокопарафинистая – 6,62 % вес, малосернистая – 0,43 % вес. С температурой застывания -8°С.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Доманиково - турнейский комплекс включает отложения от доманикового горизонта среднефранского подъяруса до турнейских отложений каменноугольной системы включительно и представлен карбонатными, карбонатно - глинистыми, глинистыми, песчано-алевритовыми, кремнисто-глинисто-карбонатными породами и сульфатами. Важной особенностью комплекса является исключительное разнообразие слагающих его осадков и резкая изменчивость толщины в разных структурно-фациальных зонах.
В пределах Хорейверской впадины доманиково - турнейский комплекс залегает на абсолютных отметках -2600-3400 м и имеет толщину от 550 до 1100 м.
Одним из главных поисковых объектов в отложениях НГК являются органогенные постройки разного возраста.
Доманиковый горизонт представлен разнофациальными осадками. На юге Колвинского мегавала и практически всей территории Хорейверской впадины он сложен битуминозными известняками с прослоями аргиллитов, в которых коллекторы практически не выделяются. Отложения характеризуются очень низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Исключение составляют Варкнавтская, Западно - Ярейягинская и Колвинская структуры, находящиеся за пределами рассматриваемого района. Дебиты нефти составляют 5,7 м3/сут (м-е им Р. Требса) до 12,8 м3/сут через 3 мм штуцер (Западно-Ярейягинское). Залежи пластовые, литологически – ограниченные, по запасам мелкие. Залежи связаны с коллекторами порово - трещинного типа пористостью 5 –11 %, в единых случаях 22% и проницаемостью 5 - 87 мД.
На Восточно-Колвинской площади в доманиковых отложениях залежь нефти выявлена скв. 51. Залежь пластовая сводовая. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 51 составляет 3,8 м, пористость 7,93 %, нефтенасыщенность 0,963. При испытании в колонне интервала 4041-4047 м приток нефти на штуцере 3 мм составил 14,3 м3/сут при депрессии 1,72 МПа (см.прил 12, 14).
Нефть залежи «D3dm» легкая, плотность в стандартных условиях составляет 830,0кг/м3, невязкая – кинематическая вязкость 4,27 мм2/с, малосмолистая - 2,28 % вес, с низким содержанием асфальтенов – 0,6 % вес, парафинистая – 6,46 % вес, малосернистая – 0,36 % вес, температура застывания нефти составляет минус 12°С.
В скв. 52 Восточно-Колвинской пласт D3dm вскрыт на более высокой гипсометрической отметке, но заглинизирован.
Локальной покрышкой для резервуаров доманикового горизонта служат глинистые отложения ветласянского горизонта.
Сирачойский горизонт в котором наиболее емкие коллекторы порового, трещинно-порового и смешанного типов с пористостью 5-26 % и проницаемостью 1-3268 мД отмечаются в зонах развития рифогенных фаций на Ардалинско-Дюсушевской, Центрально-Хорейверской, Среднехарьягинской и Южно-Инзырейской площадях.
Скважина 253, пробуренная на Южном блоке Инзырейского месторождения и скважина 27 Среднехарьягинская вскрывают единую залежь «D3srč» в рифогенных отложениях раннесирачойского возраста.
Залежь массивная, литологически экранированная с севера и юга, приурочена к органогенным порово-кавернозным известнякам и доломитам. Западная часть залежи разбита двумя разломами, один из которых (западный) играет роль тектонического экрана и делит залежь на два блока с разными водонефтяными разделами. Залежь западного блока, вскрытая скв. 27, имеет водонефтяной контакт на отметке - 3368, а на восточном блоке - на отметке - 3338.
Размеры залежи восточного блока в пределах принятого контура нефтеносности составляют 6,9 × 1,7-3,3 км, а высота достигает 147 м.
Сирачойские отложения представлены толщей переслаивания сероцветных рифогенных известняков и доломитов с реликтовыми водорослевыми текстурами. Породы-коллекторы развиты в известняках биоморфно-детритовых, сгустково-комковатых, мелкокомковатых, полифитных, сферово-узорчатых и вторичных доломитах.
Емкостное пространство определяется внутриформенными первичными и вторичными (унаследованными) порами и кавернами, межформенными первичными и вторичными пустотами перекристаллизации и выщелачивания по трещинам. Поры и каверны изолированные, реже сообщающиеся, угловатой, щелевидной и неправильной формы размером 0,02 - 1,25мм.
Фенестральные поры и каверны изометричной и удлиненной формы, иногда ориентированы по наслоению, их размеры достигают 12,5 мм. Отдельные фенестры частично или полностью залечены инкрустационным кальцитом с размером кристаллов до 0,5 мм. В плотных разностях фенестры обычно залечены кальцитом нескольких генераций и доломитом, что значительно ухудшает коллекторские свойства пород.
Пористость в шлифах варьирует от 1-2 до 7-10 %, по результатам петрофизических исследований в породах - коллекторах пористость составляет 5,0 - 25,8 %, проницаемость меняется от 0,01 до 53,51 мД.
В кавернозно-пористых вторичных доломитах емкостное пространство связано с диагенетическими межкристаллическими порами и кавернами доломитизации, катагенетическими порами перекристаллизации, вторичными порами и кавернами выщелачивания, развивающиеся по фенестрам и пустотам органических остатков и трещинам. Поры и каверны выщелачивания, как правило, причудливой формы, повторяющей контуры фенестр. Размеры пор и каверн в шлифах меняются от 0,02 до 11,5 мм, в керне максимальные размеры составляют 10,0 - 45,0 мм.
Тип коллектора (по К. И. Багринцевой, 1983) поровый и кавернозно-поровый. Пористость по шлифам меняется от 2-3 до 25 %, по результатам петрофизических исследований составляет 5,2 - 9,7 %, проницаемость варьирует от 0,04 до 5791,60 мД, при этом граничное значение пористости определено на уровне 6,4 %.
Кроме того, в разрезе отмечаются прослои с пористостью менее 6% и проницаемостью менее 1*10-3мкм2, коллекторский потенциал которых обусловлен наличием трещин.
При испытании разведочных скважин притоки нефти достигали 100 м3/сут (скв.253), а коэффициент продуктивности - 12,1 м3/сут/МПа. В эксплуатационных скважинах дебиты нефти достигали 205 м3/сут на штуцере 7,5 мм при депрессии 0,79 МПа, а коэффициенты продуктивности составили 85,6 - 259,5 м3/сут/МПа. Проницаемость пласта по гидродинамическим исследованиям изменяется в пределах 24-42 мД. Начальная пластовая температура 88°С, пластовое давление 36 МПа.
Покрышкой для залежи «D3src» на Среднехарьягинском месторождении служат отложения евлановско-ливенского горизонтов, представленные глинисто-карбонатной толщей мергелей и известняков. Толщина покрышки в скв. 253 составляет 193 м, а в скв. 1 Большеземельской - 70 м.
В основании сирачойских отложений небольшие залежи нефти выявлены на Восточно-Колвинской, Северо-Хоседаюской и Сюрхаратинской площадях. Экранируют эти залежи локальные плотные карбонатные или глинисто-карбонатные покрышки уверенно и повсеместно прослеживаемые в нижней части сирачоя.
Залежь нефти в сирачойских отложениях (пласт D3f) на Восточно-Колвинском месторождении выявлена скв. 50, когда при испытании в колонне инт. 3864-3894 м был получен приток нефти и пластовой воды дебитом 39,1 м3/сут, при этом коэффициент продуктивности составил 2,64 МПа/(кг/см2). Залежь массивно - пластовая, сводовая. Эффективные нефтенасыщенные толщины порово-кавернозных вторичных доломитов составляют 1,7 м, пористость - 7,7 % и проницаемость по гидродинамике 3,5 мД. Пластовое давление 41,1 МПа (см. прил. 15, 17).
Нефть залежи D3f легкая, плотность в поверхностных условиях составляет 819,4 кг/м3, невязкая – кинематическая вязкость 5,34 мм2/с, малосмолистая - 2,26 % вес, с низким содержанием асфальтенов – 0,43 % вес, малопарафинистая – 1,19 % вес, малосернистая – 0,32 % вес, температура застывания нефти составляет минус 8°С.
В отложениях задонского и елецкого горизонтов фаменского яруса открыты основные залежи нефти доманиково-турнейского НГК. В центральной и южной части Хорейверской впадины залежи нефти пластово-массивного типа выявлены на Северо - Хоседаюском, Висовом, Восточно - Сихорейском, Западно - Хоседаюском, Северо - Ошкотынском, Сихорейском, Ардалинском, Ошкотынском, Восточно – Харьягинском, Восточно - Колвинском, Дюсушевском и многих других площадях.
На Колвинском мегавале и в Варандей-Адзьвинской зоне фаменская часть разреза обводнена. В пределах Ардалинско-Дюсушевской зоны залежи нефти выявлены в органогенных постройках фамена на Дюсушевской, Восточно-Колвинской и Ардалинской и других месторождениях.
На Дюсушевском месторождении залежь нефти «D3fm» выявлена скв. Д7. Залежь водоплавающая, массивного типа высотой до 40 м, приурочена к верхней части нижнефаменской карбонатной толщи. ВНК залежи принят на отметке - 3269 м. Среднее значение пористости пласта равно 10,1%, проницаемости – 335 мД, коэффициент нефтенасыщенности варьирует от 0,56 до 0,97, в среднем составляя 0,838. (см. прил. 19, 21).
Начальное пластовое давление – 36,3 МПа, начальная пластовая температура – 78°С, плотность нефти в поверхностных условиях в среднем составляет 855,8 кг/м3, в пластовых условиях – 791,6 кг/м3, газосодержание – 104,5 м3/т при давлении насыщения 13,2 МПа. По компонентному составу нефть можно отнести к типу малосмолистых – 3,93 % вес, высокопарафинистых – 12,48 % вес, сернистых – 1,1 % вес. Температура застывания нефти составляет в среднем +18°С.
На Восточно-Колвинском месторождении залежь нефти «D3fm» приурочена к верхней части нижнефаменской карбонатной толщи, массивно-пластовавя, высотой - 59 м, вытянута с юга на север на 9,2 км при ширине 0,25 – 2 км. ВНК обоснован на отметке - 3298 м.
Коллекторы представлены органогенно-детритовыми и строматолитовыми известняками, частично доломитизированными, трещиноватыми, кавернозными со средними значениями Кп - 11,3 %, проницаемости – 280 мД и коэффициентом нефтенасыщенности в пределах от 0,56 до 0,97 и составляет в среднем для залежи 0,73.
Начальное пластовое давление – 36,3 МПа, начальная пластовая температура – 74°С, плотность нефти в поверхностных условиях составляет в среднем 855,7 кг/м3, в пластовых условиях – 765,8 кг/м3, газосодержание – 100,85 м3/т при давлении насыщения 14,2 МПа. По компонентному составу нефть можно отнести к типу смолистых – 7,31 % вес, парафинистых – 4,99 % вес, сернистых – 1,0 % вес. Температура застывания нефти составляет в среднем +12°С.
На Ардалинском месторождении залежь нефти пласта «D3fm», введенная в разработку в 1994 г. наиболее крупная в регионе приурочена к структуре субмеридионального простирания. Залежь выделена в верхней части нижнефаменских отложений, относится к пластово-массивному типу с начальным ВНК отметке –3294 м. Высота залежи составляет 134 м. Залежь чисто нефтяная, газовая шапка отсутствует.
Как и на других площадях, коллекторы представлены органогенно-детритовыми и строматолитовыми известняками, частично доломитизированными, трещинно-кавернозно-поровыми.
Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта варьируют от 11,0 м до 86,6 м и составляют в среднем 40,2 м. Кп и Кн в среднем составляют 11 % и 83 % соответственно. Проницаемость по керну в среднем составляет 28 мД, а по гидродинамическим исследованием – 436 мД, что объясняется наличием в пласте трещин. Начальное пластовое давление и температура равны 35,54 МПа и 88°С.
Нефть в поверхностных условиях имеет плотность 850,8 кг/м3, в пластовых условиях – 770 кг/м3. Нефти парафинистые, со средним его содержанием 11,9 % вес, и соответственно более высокой кинематической вязкостью при 20°С – 35,75 мм2/с. Газосодержание в нефти в среднем составляет 77,9 м3/т при давлении насыщения 11,2 МПа.
По компонентному составу нефть можно отнести к типу малосмолистых – 4,27 % вес, высокопарафинистых – 11,88 % вес, малосернистых – 0,6 % вес с температурой застывания +15°С.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа в залежи нефти фаменского яруса (Dзfm) Восточно-Колвинского нефтяного месторождения. Постников Е.В., Рапопорт А.Б., Исакова Т.Г., и др. 2011
Следующее Месторождение: Сюрхаратинское